способ нефтегазодобычи

Формула изобретения

СПОСОБ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ, включающий измерение дебита жидкости или нефти и расхода закачиваемого газа на каждой газлифтной скважине, изменение путем увеличения или уменьшения не менее чем в два раза значения расхода закачиваемого газа на каждой из скважин и повторное измерение их дебитов, определение на основе полученных значений дебитов и расходов закачиваемого газа параболических зависимостей дебита от расхода закачиваемого газа для каждой из газлифтных скважин, дифференцирование последних и определение зависимости отношения дифференциалов дебитов к дифференциалу расхода закачиваемого газа от расхода закачиваемого газа, определение технологических расходов закачиваемого газа при равных значениях указанных отношений дифференциалов для суммарного расхода закачиваемого газа, распределяемого по всем газлифтным скважинам и установка технологических расходов закачиваемого газа для газлифтных скважин, отличающийся тем, что измеряют суммарную добычу из всех фонтанных, насосных и газлифтных скважин или (и) давления в нефтегазосборе, газопроводе или в зоне отбора флюида из продуктивного пласта для не менее 3 разных заданных величин суммарного расхода закачиваемого газа по всем газлифтным скважинам, а потом на основании этих измерений определяют параболическую зависимость суммарной добычи или (и) зависимости указанных давлений от суммарного расхода закачиваемого газа, затем из этих полученных зависимостей находят оптимальное значение суммарного расхода закачиваемого газа, соответствующее максимальной суммарной добыче точке изгиба параболической зависимости, или заданной проектной суммарной добыче из всех фонтанных, насосных и газлифтных скважин или же проектному рациональному давлению в нефтегазосборе, газопроводе или (и) в зоне отбора флюида из продуктивного пласта и осуществляют распределение оптимального значения суммарного расхода закачиваемого газа по всем газлифтным скважинам, а затем повторяют измерения суммарной добычи или (и) давления в нефтегазосборе, газопроводе или в зоне отбора флюида из продуктивного пласта, эти последние измерения суммарной добычи или (и) давления сопоставляют со значениями максимальной или заданной проектной суммарной добычи или (и) проектным рациональным давлением, при их рассогласовании на уровне, превышающем допустимые пределы погрешности измерительных приборов, корректируют на основе последних измерений параболическую зависимость суммарной добычи или (и) зависимости давления от суммарного расхода закачиваемого газа, затем повторяют процесс оптимизации нефтегазодобычи до согласования рациональных и фактических параметров.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для регулирования и оптимизации работы нефтегазодобывающего комплекса.

Известен способ, включающий измерение расхода закачиваемого газа и дебита на газлифтных скважинах, определение изменения расхода закачиваемого газа и дебита для каждой из газлифтных скважин на предыдущем этапе оптимизации, нахождение и одновременное установление на последующих этапах технологических расходов закачиваемого газа для газлифтных скважин до достижения их оптимальной работы [1]

Известен способ, включающий измерение дебита и расхода закачиваемого газа, динамики рабочего давления на газлифтных скважинах, определение взаимодействующих газлифтных скважин через продуктивный пласт или (и) нефтегазосбор, исследование работы взаимодействующих газлифтных скважин при не менее чем для двух установившихся режимов путем изменения расхода закачиваемого газа, измерение для каждого режима дебита (жидкости или нефти) и расхода закачиваемого газа на взаимодействующих газлифтных скважинах, на основе последних определение математической (параболической) зависимости дебита от расхода закачиваемого газа для каждой газлифтной скважины, дифференцирование последних и нахождение зависимостей отношения дифференциалов дебитов к дифференциалу расхода закачиваемого газа (т.е. зависимости дифференциалов дебитов по расходу закачиваемого газа) от расхода закачиваемого газа, определение зависимости суммарного дебита взаимодействующих газлифтных скважин от суммарного расхода закачиваемого газа, соответствующей равным отношениям дифференциалов дебитов к дифференциалу расхода газа для всех газлифтных скважин, определение из последних зависимостей значения суммарного расхода закачиваемого газа для взаимодействующих газлифтных скважин, соответствующего максимальному или оптимальному суммарному дебиту по газлифтным скважинам, нахождение для найденного суммарного расхода закачиваемого газа технологического режима (оптимального расхода закачиваемого газа) для каждой газлифтной скважины из совместного решения уравнения (зависимости) дебита от расхода закачиваемого газа скважины и суммарного дебита по газлифтным скважинам от суммарного расхода закачиваемого газа, установка технологических режимов для каждой из газлифтных скважин [2]

Известен способ, включающий измерение дебита (жидкости или нефти), расхода и динамики давления газа на каждой газлифтной скважине, определение взаимодействующих газлифтных скважин, изменение (увеличение или уменьшение) не менее чем в два раза значения расхода закачиваемого газа на каждой из газлифтных скважин и повторение измерения их дебитов, определение на основе полученных значений (не менее трех) дебитов и расходов закачиваемого газа параболической зависимости дебита от расхода закачиваемого газа для каждой газлифтной скважины, определение на основе этих зависимостей расчетных дебитов и технологических расходов закачиваемого газа (технологических режимов) при равных значениях отношения дифференциалов дебитов к дифференциалу расхода закачиваемого газа (т.е. дифференциалов дебитов по расходу закачиваемого газа) для ограниченного ресурса газа (т.е. для заданного суммарного расхода закачиваемого газа), распределяемого по всем газлифтным скважинам, установку технологических расходов газа для газлифтных скважин, повторные измерения дебитов и сопоставление с расчетными их значениями, корректировку на основе последних фактических дебитов зависимостей дебитов от расхода газа для тех скважин, по которым не совпадают фактические и расчетные значения дебитов, определение новых значений расчетных дебитов и технологических расходов газа, используя корректированные зависимости дебита от расхода газа и повторение операции до достижения равенства между значениями расчетного и фактического дебита для каждой из взаимодействующих газлифтных скважин [3]

Эти способы предназначены для оптимизации работы системы газлифтных скважин, т.е. при их применении не учитываются работы фонтанных и (или) насосных скважин, что может привести к снижению общей добычи из всех газлифтных, фонтанных и (или) насосных скважин нефтегазодобывающего комплекса.

Нефтегазодобывающий комплекс, в частности, включает одновременные газлифтный, фонтанный и (или) насосный способы эксплуатации скважин, взаимосвязанных между собой через нефтегазосбор и (или) продуктивные пласты. Одним из основных воздействующих органов (факторов) на нефтегазодобычу можно считать систему газлифтных скважин. Меняя объем компримируемого (закачиваемого) газа по данной системе, можно достигнуть достаточно сильного влияния на режимы (давление) нефтегазосбора и (или) продуктивных пластов. Например, на Самотлорском месторождении основной фонд газлифтных скважин по сравнению с фондом фонтанных и насосных скважин имеет больший дебит по воде (выше 85%), а значительно меньший дебит по нефти, при этом значение дебита жидкости во многих скважинах (где отбор жидкости осуществляется из затрубного пространства) может достигнуть 1500 м³/сут. Поэтому для больших значений объема закачиваемого газа в газлифтные скважины дебит воды из них сильно возрастает, что приводит к увеличению давления на общей линии нефтегазосбора, учитывая, что пропускная способность последнего ограничена из-за конкретного его диаметра. Также с увеличением дебита воды из газлифтных скважин давление в зоне отбора жидкости из пластов может значительно падать, что, в свою очередь, может влиять на суммарный дебит нефти по фонтанным и (или) насосным скважинам через их продуктивный пласт. Таким образом, изменением давления в нефтегазосборе и (или) продуктивных пластах можно воздействовать на уровень суммарного дебита нефти как по системе газлифтных, так и по системе насосных или (и) фонтанных скважин. Следовательно, можно влиять на уровень добычи по всему комплексу нефтегазодобычи, меняя объем компримированного газа по системе газлифтных скважин.

Отсюда следует вывод, что проведение оптимизации по системе газлифтных скважин без учета работы системы насосных и (или) фонтанных скважин нецелесообразно, так как, несмотря на увеличение суммарного дебита по газлифтным скважинам, не исключено уменьшение добычи нефти по нефтегазодобывающему комплексу (т. е. общей добычи нефти из всех фонтанных, насосных и газлифтных скважин) за счет уменьшения суммарного дебита по системе фонтанных и (или) насосных скважин в случае повышения давления в нефтегазосборе или (и) снижения текущего пластового давления (давления в зоне отбора продукции из пласта) при больших объемах компримированного (закачиваемого) газа по системе газлифтных скважин.

Цель изобретения повышение эффективности и надежности нефтегазодобывающего комплекса за счет увеличения добычи нефти или (и) выбора проектного рационального режима работы нефтегазосбора, продуктивного пласта и (или) газопровода путем подбора и распределения оптимального суммарного расхода закачиваемого газа по системе газлифтных скважин.

Указанная цель достигается за счет следующих технологических решений: измеряют суммарную добычу нефти или жидкости (из всех фонтанных, насосных и газлифтных скважин) или (и) давление в нефтегазосборе, газопроводе или в зоне отбора флюида из продуктивного пласта для не менее трех разных величин суммарного расхода закачиваемого газа по всем газлифтным скважинам (при этом разные величины суммарного расхода газа могут быть выбраны произвольно в диапазоне от нуля до суммарного расхода газа, соответствующего максимальному суммарному дебиту газлифтных скважин); определяют параболическую зависимость суммарной добычи или (и) зависимости выше указанных (полученных) давлений от суммарного расхода закачиваемого газа; находят из этих полученных зависимостей оптимальное значение суммарного расхода закачиваемого газа, соответствующее максимальной (точки изгиба параболической зависимости) или заданной проектной суммарной добыче, или же проектному рациональному давлению в нефтегазосборе, газопроводе или (и) в зоне отбора флюида из продуктивного пласта; распределяют оптимальный суммарный расход закачиваемого газа по всем газлифтным скважинам; повторяют измерения суммарной добычи или (и) давления в нефтегазосборе, газопроводе или в зоне отбора флюида из продуктивного пласта; сопоставляют последние измерения суммарной добычи или (и) давления со значениями максимальной или заданной проектной суммарной добычи (из всех фонтанных, насосных и газлифтных скважин), или (и) сопоставляют последние измерения давления со значениями проектного рационального давления; при рассогласовании последнего значения суммарной добычи или (и) давления со значением максимальной или заданной проектной суммарной добычи или (и) проектным рациональным давлением на уровне, превышающем допустимые пределы погрешности измерительных приборов, корректируют на основе последних измерений параболическую зависимость суммарной добычи или (и) зависимости давления от суммарного расхода закачиваемого газа; находят на основе корректированной зависимости новое оптимальное значение суммарного расхода закачиваемого газа, соответствующее корректированной максимальной (точка изгиба корректированной параболической зависимости) или заданной проектной суммарной добыче, или же проектному рациональному давлению; распределяют новое оптимальное значение суммарного расхода закачиваемого газа по газлифтным скважинам и вновь повторяют измерение суммарной добычи или (и) давлений; сопоставляют эти вновь полученные измерения со значениями корректированной максимальной или заданной проектной суммарной добычи, или же проектных рациональных давлений, а при повторном их рассогласовании процесс повторяют заново до их соответствия в пределах допустимых погрешностей измерительных приборов.

На фиг.1 показана технологическая схема нефтегазодобывающего комплекса; на фиг.2 технологическая схема ГЗУ "Спутник" на кусте скважин; на фиг.3 зависимости дебита от расхода газа для пяти газлифтных скважин и зависимость суммарного дебита по пяти газлифтным скважинам от суммарного расхода газа; на фиг.4 зависимости суммарной добычи нефти (из всех газлифтных, фонтанных и насосных скважин) от суммарного расхода газа, а также зависимости суммарного дебита по газлифтным скважинам от суммарного расхода газа; на фиг.5 зависимости давления в нефтегазосборе, газопроводе и в зоне отбора флюида из продуктивного пласта от суммарного расхода газа.

Нефтегазодобыча (фиг. 1) включает в себя добычу флюида из газлифтных (ГС), фонтанных (ФС) и (или) насосных (НС) скважин, гидродинамически взаимосвязанных между собой через продуктивные пласты (ПП) и (или) системы нефтегазосбора (НГС). Газожидкостная смесь (ГЖС) и (или) жидкость из ФС, НС и ГС через выкидные линии (ВЛ) скважин поступает в групповые замерные установки (ГЗУ), например в ГЗУ "Спутник" (см. фиг.2). В ГЗУ производятся циклические замеры дебитов жидкости в выдачей импульсов, соответствующих значениям этих дебитов. Каждая ГЗУ обслуживает примерно 8-10 скважин, причем выбор скважин 1 для замера осущесвляется с помощью многоходового переключателя скважин 2. При замере дебита выбранной скважины продукция остальных скважин подается через групповой выкидной коллектор 3 в общий выкидной коллектор 4 (ОВК). При замере ГЖС поступает в газосепаратор 5, где газ отделяется и подается в ОВК 4, а жидкость поступает в замерную емкость 6 и далее поступает в ОВК 4 через турбинный объемный расходомер 7 и задвижки 8.

ГЖС, проходя ОВК (см. фиг.1), поступает в линии нефтегазосбора (НГС). Добываемая продукция (суммарная добыча) далее поступает в общую емкость (ОЕ), где разделяется на нефть, газ и воду, которые поступают соответственно в газовую (ГЕ), нефтяную (НЕ) и водяную (ВЕ) емкости. При этом нефть из НЕ с помощью дожимной насосной станции (ДНС) подается на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) и оттуда к потребителю. Вода из ВЕ может поступать в кустовую насосную станцию (КНС) и оттуда закачиваться через нагнетательные скважины (СНВ) в пласт для стабилизации (поддержания) пластового давления. Часть газа из ГЕ подается на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) с помощью вакуумной компрессорной станции (ВКС). А другая часть газа низкого давления подается на прием компрессорной станции (КС). В КС осуществляется очистка, осушка и дожим его до высокого давления. Далее газ высокого давления (измеряется с помощью датчика Д) поступает в газопровод (ГП), проходит общий регулятор газа (ОРГ) и поступает в газораспределительные батареи (ГРБ). Каждая ГРБ обслуживает 8-10 ГС, т.е. газ от ГРБ поступает в ГС, проходя регуляторы газа (РГ). При этом рабочее давление газа скважин измеряется датчиками Д1. Газ, поступая в подъемник ГС через газлифтные клапаны (ГК), разгазируя пластовую жидкость в подъемнике, поднимает ее на устье скважины. Величина дебита каждой ГС зависит от значения расхода газа, закачиваемого в нее, т.е. с увеличением расхода газа дебит вначале растет, а потом падает за счет увеличения местных сопротивлений в подъемнике скважины и (или) изменения гидродинамических параметров (характеристик) пласта в призабойной зоне скважины.

Процесс оптимизации нефтегазодобычи проводится следующим образом.

Измеряют дебит Q_rj1 в ГЗУ и расход закачиваемого газа V_j1 (с помощью расходомера РГ) на каждой j-й газлифтной скважине (см. фиг.1 и 2).

Изменяют i раз (i2) в сторону увеличения или (и) уменьшения значения расхода закачиваемого газа V_i на каждой из j-x скважин и повторяют измерение их дебитов Q_rji в ГЗУ.

Определяют на основе полученных (не менее 3-х) значений дебитов Q_rji и расходов закачиваемого газа V_ji параболических зависимостей дебита от расхода закачиваемого газа для каждой j-й газлифтной скважины (см. фиг.3, линии 1-5):

Q_rj=f(V), j=1,n, (1) где n число газлифтных скважин;

i порядковый номер измеренных дебитов и расходов газа. Например, зависимость (1) для каждой j-й газлифтной скважины может быть аппроксимирована в виде функции полинома второй степени, т.е.

Q_rj= A_j*V²+B_j*V+C_j, A_j<0 B_j>0, (2) где A_j, B_j, C_j коэффициенты полинома второй степени для j-й скважины.

Суммируют дебиты газлифтных скважин (Q_rj)_i и расходы газа (V_rj)_i для каждого i-го режима и находят зависимость суммарного дебита по газлифтным скважинам от суммарноого их расхода газа (см. фиг.3, линия 6; фиг.4), т.е.

Q_гj= fV (3)

Находят из зависимости (3) допустимый суммарный расход газа ( V_rj)доп. соответствующий максимальному значению суммарного дебита по газлифтным скважинам (Q_rj)max, определяемому из точки перегиба параболической зависимости (3) (см. фиг.4).

Дифференцируют каждую зависимость (1) или (2) и определяют зависимость отношения дифференциала дебита к дифференциалу расхода закачиваемого газа от расхода закачиваемого газа для каждой газлифтной скважины, т.е. dQ_rj/dV= f(V_j), например, в виде

2A_jV+B_j (4)

Определяют технологический (расчетный оптимальный) расход закачиваемого газа для каждой j-й скважины V_j при равных значениях указанных отношений дифференциалов (4) для всех газлифтных скважин, т.е.

(5) для i=x (i 3) разных заданных величин суммарного расхода закачиваемого газа ( V_j)_i ( V_rj)доп. распределяемого по всем газлифтным скважинам, например, для фиг. 4 ( V_j)₁=50, ( V_j)₂=100, ( V_j)₃=150 и ( V_j)доп.200 тыс.м³/cут.

Расчетный оптимальный расход закачиваемого газа для каждой j-й скважины V_ji при i-м заданном суммарном расходе газа можно определить из решения уравнений (2), (4) для условия (5), например, по формуле:

V_ji= -

(6)

Устанавливают для каждого i-го задаваемого суммарного расхода газа в ОРГ на ГП расчетный оптимальный расход закачиваемого газа в РГ на линии газа V_ji для каждой j-й скважины (см. фиг.1).

Измеряют для каждого i-го суммарного расхода газа ( V_j)_i (см. фиг.1) суммарную добычу нефти или жидкости (из всех фонтанных насосных и газлифтных скважин) в ОЕ или НЕ, т.е. добычу нефтегазодобывающего комплекса Q_oj (j=1, N_o). Эта измеренная добыча соответствует сумме дебитов по ФС, НС и ГС: Qoj Qфj +Qнj +Q_гj,

(7) где Q_oj суммарная добыча жидкости или нефти по всем фонтанным, насосным и газлифтным скважинам, м³/сут;

Q_фj суммарная добыча (сумма дебитов) жидкости или нефти по фонтанным скважинам, м³/сут;

Q_нj суммарная добыча жидкости или нефти по насосным скважинам, м³/сут;

N_o= N_ф+N_н+n суммарное число фонтанных (N_ф), насосных (N_н) и газлифтных (n) скважин;

или (и) измеряют давление в НГС (Р_нгс)i или в ГП (Р_гп)i с помощью датчиков или же в зоне отбора флюида из продуктивного пласта (ЗОП) (Р_зоп)ik путем спуска глубинного манометра в забой пьезометрической скважины (ПС), где k порядковый номер ПП.

Определяют параболическую зависимость суммарной добычи от суммарного расхода закачиваемого газа (см. фиг.4):

Qoj fV (8) например, в виде функции полинома второй степени, т. е.

Qoj AoV+ BoV+ Co

(9)

Дифференцируя зависимость (9), по- лучают:

Vmax= -Bo/2Ao для (Qoj)max или (и) определяют зависимости (см. фиг.5) давления в НГС Р_нгс или в ГП Р_гп, или же в зоне отбора флюида из продуктивного пласта (Р_зоп)k от суммарного расхода закачиваемого газа:

P_нгс fV (10) например, в виде

P_нгс= AV+BV+C

(11) при этом

(Р_нгс)min=C-B2/4A;

P_гп= fV (12)

(P_зоп)k fV (13)

Находят из зависимостей (8)-(13) оптимальное значение суммарного расхода закачиваемого газа (V_j)опт. соответствующее:

максимальной суммарной добыче ( Q_oj)max. т.е. точке изгиба параболической зависимости (8) или (9), например, для фиг.4 ( V_j)опт.200 тыс. м³/сут;

или заданной проектной суммарной добыче (из всех фонтанных, насосных и газлифтных скважин) ( Q_oj)пр. которая берется из проекта разработки системы НГС. Например, для фиг.4 ( V_j)опт.110 тыс.м³/сут при ( Q_oj)пр.8500 м³/сут.

или же проектному (рациональному) давлению в НГС (Р_нгс)пр. или в ГП (Р_гп)пр. или же в ЗОП (Р_зоп.k)пр. например, для фиг.5 (Р_нгс)пр.1,5 МПа; (Р_гп)пр. 11 МПа, (Р_зоп)пр.16 МПа. Эти данные берутся из проекта разработки НГС, ГП и ПП.

Распределяют оптимальное значение суммарного расхода закачиваемого газа ( V_j)опт. по всем газлифтным скважинам (например, по формуле 6) и повторяют измерения (см. фиг.4 и 5):

суммарной добычи Qoj* в ОЕ или НЕ;

или (и) давления в НГС Р_нгс* или в ГП Р_гп* с помощью датчиков (манометров), или же в ЗОП (Р_зоп*)k путем спуска глубинного манометра в забой ПС (см. фиг.1).

Сопоставляют:

значение Qoj* со значениями (Qoj)max. или (Qoj)пр.

или (и) значение Р_нгс* со значением (Р_нгс)пр.

или (и) значение Р_гп* со значением (Р_гп)пр.

или же значение (Р_зоп*)k со значением (Р_зоп.k)пр. при их рассогласовании на уровне, превышающем допустимые пределы погрешности измерительных приборов (например, для датчиков давления Р= 2% а для замерной установки дебита Q или добычи Q= 6% от измеренных величин), корректируют на основе последних измерений Qoj*, или (и) Р_нгс*, или (и) Р_гп*, или же (Р_зоп*)k параболическую зависимость (8), (9) или (и) (10), (11), или (и) (12), или же (13) (см. фиг.4 и 5). При этом задают для последних измерений больший вес и корректируют эти зависимости, например, методом наименьших квадратов.

Находят на основе корректированной зависимости (8), (9) или (и) (10), (11), или (и) (12), или же (13) (см. фиг.4, 5) новое оптимальное значение суммарного расхода закачиваемого газа ( V_j)опт.*, соответствующее корректированной максимальной, т. е. точке изгиба корректированной параболической зависимости (8), (9), или заданной проектной суммарной добыче, или же проектному (рациональному) давлению.

Распределяют новое оптимальное значение суммарного расхода закачиваемого газа ( V_j)опт.* по газлифтным скважинам (например, по формуле (6) и вновь повторяют измерения:

суммарной добычи Qoj** в ОЕ или НЕ;

или (и) давления в НГС Р_нгс** или в ГП Р_гп** или же в ЗОП (Р_зоп**)k.

Сопоставляют эти вновь полученные значения:

Qoj** со значениями ( Qoj*)max. или ( Qoj)пр.

или (и) значение Р_нгс** со значением (Р_нгс)пр.

или (и) значение Р_гп** со значением (Р_гп)пр.

или же значение (Р_зоп**)k со значением (Р_зоп.k)пр. а при повторном их рассогласовании процесс повторяют заново до их соответствия в пределах допустимых погрешностей измерительных приборов, т.е.

Qoj= ( Qoj)max. Q

или Qoj= ( Qoj)пр. Q;

или (и) Р_нгс=(Р_нгс)пр. Р;

или (и) Р_гп=(Р_гп)пр. Р;

или же (Р_зоп)k=(Р_зоп.k)пр. Р, например, для замерной установки дебита можно принять Q=0,06 Qoj, а для датчиков давления Р=0,02Р_нгс. и т.д.

Таким образом, определяя и распределяя оптимальное значение суммарного расхода газа по всем газлифтным скважинам, достигают проектного (рационального) режима работы нефтегазодобывающего комплекса, в частности, увеличения суммарной добычи из (фонтанных, насосных и газлифтных) скважин. Увеличение добычи по нефтегазодобывающему комплексу возможно даже при снижении суммарного дебита по газлифтным скважинам за счет роста суммарного дебита по фонтанным и (или) насосным скважинам.